Taille et part du marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis - Analyse de la croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis

Hausse de la demande d'essence due à la croissance soutenue des KVP

Les KVP américains ont atteint 3,26 billions de miles en 2023, soit une hausse de 2,1 % en glissement annuel, et cet élan ancre la demande de base en carburant de transport même si la pénétration des VE s'accélère. L'exécution du commerce électronique et la logistique du dernier kilomètre stimulent la consommation de diesel et d'essence à un rythme qui contrebalance le ralentissement des volumes de véhicules particuliers. Les États de la ceinture du Soleil sont en tête avec des augmentations annuelles des KVP supérieures à 3 %, portées par les flux migratoires de population et l'activité de construction. Le Département américain des transports prévoit que le kilométrage des véhicules commerciaux progressera à un rythme deux fois supérieur à celui des déplacements de passagers jusqu'en 2027, offrant aux raffineurs une base d'utilisateurs fiable pour la production d'essence, de diesel et de carburant d'aviation.^{(1)Département américain des transports, "Freight Analysis Framework Version 5," transportation.gov} Le profil de demande prévisible facilite les décisions de planification des capacités et soutient la prévision de TCAC de 4,00 % pour le marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis.

Modernisation planifiée des raffineries et ajouts de capacité

Plus de 15 milliards USD de projets annoncés rénovent les installations américaines, la côte du Golfe absorbant la plus grande partie. L'extension de la raffinerie de Beaumont par ExxonMobil pour 2 milliards USD ajoute 250 000 barils par jour (b/j) de capacité de traitement, tandis que la rénovation de l'installation de Pasadena par Chevron pour 475 millions USD augmente la capacité de 15 % et équipe le site pour traiter des bruts plus lourds.^{(2)Exxon Mobil Corporation, "Beaumont Refinery Expansion Fact Sheet," exxonmobil.com} L'expansion du diesel renouvelable de Marathon Petroleum pour 2,5 milliards USD illustre la double stratégie d'investissement à la fois dans les filières de carburants traditionnels et bas-carbone. Les nouveaux hydrocraqueurs et craqueurs catalytiques fluides augmentent les rendements en distillats moyens, améliorent l'efficacité énergétique jusqu'à 8 % et pérennisent les installations face à l'évolution des ressources pétrolières. Le cycle de modernisation élargit la base d'actifs installée qui alimente le marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis tout en faisant progressivement baisser les coûts d'exploitation moyens.

Forte hausse de la demande de matières premières pétrochimiques

La demande d'éthane a augmenté de 9 % en 2022, portée à la fois par la production d'éthylène destinée au marché intérieur et à l'export. Les raffineurs intègrent des unités pétrochimiques dans leurs opérations existantes pour capitaliser sur cette tendance ; la modernisation de Baytown par ExxonMobil pour 2 milliards USD et les ajouts d'éthylène de Chevron Phillips Chemical capturent des synergies d'échelle et améliorent les marges de trésorerie.^{(3)Chevron Phillips Chemical, "U.S. Gulf Coast Petrochemical Project Overview," cpchem.com} Les complexes intégrés bénéficient d'utilités partagées et de coûts de transport réduits, leur permettant de basculer entre carburants et produits chimiques selon les signaux du marché. Le propylène de qualité pétrochimique s'est négocié avec des primes de 15 à 25 % par rapport à l'offre de qualité raffinerie, une incitation qui accélère les investissements dans les systèmes de récupération du propylène. Ces dynamiques canalisent les capitaux vers des modèles intégrés d'énergie et de chimie qui stabilisent les bénéfices sur l'ensemble des cycles de demande.

Expansion des projets de diesel renouvelable et de carburant d'aviation durable

Diamond Green Diesel a réservé 315 millions USD pour reconvertir Port Arthur à la production de carburant d'aviation durable (SAF), et USA BioEnergy prévoit de dépenser 2,8 milliards USD pour un complexe SAF au Texas.^{(4)Valero Energy Corporation, "Diamond Green Diesel Investor Presentation February 2025," valero.com} Shell a réorienté 1,5 milliard USD pour convertir son site de Convent en un pôle de diesel renouvelable de 340 000 b/j, signalant un virage stratégique décisif. Le Standard des carburants renouvelables et le Standard californien sur les carburants à faible teneur en carbone soutiennent les marges grâce aux crédits RIN et aux primes sur les crédits carbone. La conversion de Rodeo par Phillips 66 supprime 120 000 b/j de capacité d'essence mais installe un volume équivalent de diesel renouvelable, illustrant un rééquilibrage du portefeuille vers une production bas-carbone. Ces projets élargissent la palette de produits disponibles sur le marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis et ouvrent des voies d'exportation à haute valeur ajoutée vers les régions soumises à des mandats SAF.

Adoption accélérée des VE réduisant la demande d'essence

Les ventes de véhicules électriques (VE) ont dépassé 1,4 million d'unités en 2023, représentant 9,1 % des immatriculations américaines totales de véhicules légers. La Californie est en tête avec une part de 25 %, tandis que Washington et l'Oregon représentent plus de 15 %, créant des baisses localisées de la demande d'essence. Le déploiement national d'un réseau de recharge de 7,5 milliards USD dans le cadre de la loi sur l'investissement dans les infrastructures et l'emploi comprime les délais d'adoption, et les crédits à l'achat valables jusqu'en 2032 maintiennent l'intérêt des consommateurs à un niveau élevé. Les opérateurs de flottes dans les corridors urbains denses électrifient les camionnettes et les camions de livraison pour réaliser des économies sur le cycle de vie, réduisant la demande de diesel sur des itinéraires spécifiques.

Coûts de conformité aux décarbonations fédérales et étatiques

Le système californien de plafonnement et d'échange et l'Initiative régionale sur les gaz à effet de serre du Nord-Est imposent des coûts carbone de 20 à 30 USD par tonne métrique, ajoutant 3 à 5 cents par gallon aux charges d'exploitation des raffineries. Les révisions des règles sur les effluents de l'EPA nécessiteront des mises à niveau de 200 millions USD dans les grandes installations, tandis que les restrictions liées au stress hydrique au Texas et en Californie augmentent les charges de services publics. Les dépenses annuelles de conformité comprises entre 50 et 100 millions USD par installation érodent les marges et influencent les décisions d'arrêt ou de conversion, en particulier dans les petits sites de la côte Ouest.

*Nos prévisions mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par type : L'intégration pétrochimique croissante renforce les bénéfices

Les installations classées comme raffineries ont généré 56,75 % des revenus 2025 du marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis, mais les installations pétrochimiques devraient progresser à un TCAC de 4,12 % jusqu'en 2031, soit le rythme le plus rapide parmi les types d'actifs. L'investissement de 2 milliards USD d'ExxonMobil à Baytown souligne la migration stratégique vers des empreintes intégrées qui partagent les utilités, réduisent les coûts de transport des matières premières et libèrent des flux de produits chimiques à haute marge.

Les complexes intégrés peuvent réorienter le naphta, le butane et l'éthane vers la production d'éthylène ou de propylène lorsque les marges de craquage se réduisent, amortissant ainsi les flux de trésorerie. Les données historiques indiquent que les usines pétrochimiques devraient croître à un taux de 2,8 % par an de 2019 à 2024 ; l'accélération à 4,12 % est attribuée aux avantages des liquides de gaz naturel nord-américains et à l'expansion des exportations vers l'Asie. Les raffineries indépendantes doivent décider de poursuivre des mises à niveau similaires ou risquer de comprimer leur rentabilité dans des modèles axés uniquement sur les carburants. Ce changement renforce la compétitivité à long terme des opérateurs diversifiés et approfondit le marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par type de produit : Les produits chimiques génèrent des marges premium

Les produits pétroliers raffinés ont représenté 54,05 % du chiffre d'affaires global en 2025 ; toutefois, les produits pétrochimiques devraient croître à un TCAC de 4,25 % de 2026 à 2031, surpassant les carburants. L'éthylène, le propylène et le benzène dérivés des flux de raffinage se négocient avec des primes de 15 à 25 % par rapport aux équivalents de qualité carburant, conférant aux sites intégrés un avantage défendable. En revanche, les bénéfices des distillats moyens suivent de plus en plus les prix des crédits de diesel renouvelable, injectant de la volatilité.

Les lubrifiants traditionnels maintiennent une base de clientèle stable dans les équipements industriels, même si les synthétiques gagnent en popularité, soutenant un sous-segment de 15 milliards USD qui génère des flux de trésorerie prévisibles. Le diesel renouvelable et le carburant d'aviation durable, bien que représentant encore une fraction de la production totale, génèrent désormais des crédits RIN et LCFS qui réduisent l'écart de coût avec le kérosène et le diesel pétroliers. L'accent croissant mis sur la « marge par baril » plutôt que sur le volume façonne les décisions d'investissement et d'exploitation sur l'ensemble du marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis.

Par canal de distribution : Les points de vente au détail se réinventent pour l'électrification

Les canaux directs et de gros détenaient une part de 51,05 % des revenus en 2025, grâce à des contrats à long terme avec des distributeurs, des flottes et des utilisateurs industriels finaux. Leur échelle permet aux raffineurs de capter une marge downstream significative, mais les points de vente au détail, comprenant à la fois des stations-service de marque et sans marque, devraient développer leurs revenus à un TCAC de 4,45 % jusqu'en 2031.

Environ 145 000 stations de détail subsistent, en baisse par rapport à plus de 150 000 il y a une décennie, mais les sites survivants affichent des volumes par point de vente plus élevés et des services différenciés. Shell et BP installent des chargeurs rapides à côté des pompes à essence, monétisant le temps de présence grâce au commerce de proximité et aux services d'entretien. La capacité du commerce de détail à servir à la fois les clients utilisant des moteurs à combustion et des VE le positionne comme un levier de croissance au sein du marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis et illustre comment les infrastructures downstream s'adaptent à un avenir énergétique mixte.

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Analyse géographique

Les installations de la côte du Golfe représentaient près de 49,60 % de la capacité nationale de 2025, bénéficiant d'un accès au brut de schiste onshore, aux importations offshore et aux liquides de gaz naturel adaptés à la pétrochimie. Les complexes intégrés de raffinage-pétrochimie au Texas et en Louisiane génèrent des économies de gamme, renforçant le rôle central de la région dans le marché du downstream pétrolier et gazier aux États-Unis. Les raffineurs de la région captent également des primes à l'exportation en expédiant du diesel et de l'essence vers l'Amérique latine et l'Europe via des ports en eaux profondes.

Les sites de la côte Ouest sont confrontés à des coûts de conformité élevés, à une offre locale de brut limitée et à des règles de qualité de l'air plus strictes. La fermeture prévue de Benicia par Valero et la conversion de Rodeo par Phillips 66 supprimeront une capacité de traitement pétrolier importante, mais ajouteront une production de diesel renouvelable et de carburant d'aviation durable qui captera les crédits LCFS et de plafonnement et d'échange de la Californie. Bien que ces changements réduisent le volume traditionnel, ils diversifient les sources de revenus.

Les raffineries du Midwest jouent le rôle de fournisseurs d'appoint, équilibrant les importations de la côte du Golfe avec la demande dans la région Mid-Continent. La connectivité par pipeline vers Cushing et Chicago assure un approvisionnement stable en brut et une évacuation efficace des produits. Les installations de la côte Est dépendent de plus en plus des importations de produits par voie maritime en raison d'une capacité locale limitée, tandis que les installations des Rocheuses opèrent comme des mini-systèmes isolés avec un pouvoir de fixation des prix régional.

Dans l'ensemble, les revenus régionaux devraient augmenter à un TCAC de 3,66 % jusqu'en 2031, portés par les expansions de la côte du Golfe et tempérés par les conversions de la côte Ouest.